Kombinierter Geschäftsbericht 2025

Ergänzende Informationen zu Öl- und Gasreserven (ungeprüft)

Die folgenden Tabellen stellen Zusatzinformationen hinsichtlich der Öl- und Gasaktivitäten des Konzerns dar. Da dieser Themenbereich unter IFRS nicht detailliert geregelt ist, hat der Konzern beschlossen, jene Daten freiwillig zu veröffentlichen, die gemäß der ASC 932 erforderlich wären, würde gemäß US GAAP berichtet werden.

Sofern sich die nachfolgenden Zusatzangaben auf Jahresabschlussinformationen beziehen, beruhen diese auf den Daten des IFRS Konzernabschlusses.

Die Zusatzangaben beziehen sich auf den Geschäftsbereich Energy mit Ausnahme der Bereiche Gasversorgung, -marketing, -handel und -logistik und Low-Carbon-Geschäft. Weitere Informationen zu den OMV Geschäftsbereichen können der Anhangangabe 6 – Segmentberichterstattung entnommen werden.

Die regionale AufteilungDie Regionen Mittel - und Osteuropa (beinhaltet Rumänien und Schwarzes Meer sowie Österreich) und Rest der Welt (beinhaltet Neuseeland und Australien sowie Malaysia) laut Lagebericht werden für diese Angabe weiter untergliedert, um die Informationen detaillierter darzustellen. wird nachfolgend beschrieben:

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Nord

Süd

 

Neuseeland und Australien

Malaysia

Bulgarien und Rumänien

Österreich

Norwegen

Iran (Evaluierung ausgesetzt), Region Kurdistan im Irak, Libyen, Tunesien, Vereinigte Arabische Emirate, JemenIm Jahr 2024 erklärten OMV und ihr internationaler JV -Partner ihren Rückzug aus dem Joint Venture im Block S2, und OMV trat als Betreiber zurück. (bis Dezember 2024)

Australien und Neuseeland

SapuraOMVBeinhaltete nicht nur Malaysia, sondern auch die Tochtergesellschaften der SapuraOMV in Neuseeland, Australien und Mexiko. (bis Dezember 2024)

Akquisitionen

Es gab keine wesentlichen Akquisitionen in den Jahren 2025, 2024 und 2023.

Veräußerungen und Entkonsolidierung

Am 29. Mai 2025 hat OMV eine Vereinbarung zur Veräußerung seines 5%-Anteils an der Ghasha-Konzession in den Vereinigten Arabischen Emiraten an Lukoil Gulf Upstream L.L.C. S.P.C. (Lukoil) unterzeichnet und abgeschlossen. Weitere Informationen können der Anhangangabe 5 – Zu Veräußerungszwecken gehaltenes Vermögen und Verbindlichkeiten entnommen werden.

Am 9. Dezember 2024 hat OMV den Verkauf des 50-prozentigen Anteils an der malaysischen SapuraOMV Upstream Sdn. Bhd. an TotalEnergies abgeschlossen.

Es gab keine wesentlichen Veräußerungen im Jahr 2023.

Nicht beherrschende Anteile

Da OMV 51% an OMV Petrom hält, ist diese vollkonsolidiert. Es sind daher 100% der OMV Petrom Vermögenswerte und Ergebnisse enthalten.

OMV hielt eine 50% Beteiligung an SapuraOMV, die vollkonsolidiert war. Die Zahlen beinhalten daher 100% der Vermögenswerte und Ergebnisse von SapuraOMV bis zu ihrer Entkonsolidierung.

At-equity bewertete Beteiligungen

OMV hält 10% an Pearl Petroleum Company Limited (Region Süd).

Die nachfolgenden Angaben zu den at-equity bewerteten Beteiligungen entsprechen dem OMV Anteil an den Unternehmen.

Weitere Informationen zu wesentlichen Auswirkungen

2023 war wesentlich beeinflusst durch die finale Investitionsentscheidung (FID) zur Ausführung des Neptun Deep Projekts im Schwarzen Meer und der Hail und Ghasha Entwicklung in den Vereinigten Arabischen Emiraten.

Die nachfolgenden Darstellungen können Rundungsdifferenzen enthalten.

Tabellen

a) Aktivierte Kosten

Die aktivierten Kosten umfassen die Summe des aktivierten Öl- und Gasvermögens einschließlich sonstiges immaterielles Vermögen und Sachanlagen wie Grundvermögen, Betriebs- und Geschäftsausstattung, Konzessionen, Lizenzen und Rechte.

Aktivierte Kosten – Tochtergesellschaften

In EUR Mio

 

 

 

 

2025

2024

2023

Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven

960

1.068

1.197

Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven

28.850

28.515

29.501

Gesamt

29.810

29.583

30.698

Kumulierte Abschreibungen

–20.703

–20.223

–20.009

Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibungen)

9.107

9.360

10.689
Aktivierte Kosten – at-equity bewertete Beteiligungen

In EUR Mio

 

 

 

 

2025

2024

2023

Öl- und Gasvermögen ohne sichere Reserven

109

123

116

Öl- und Gasvermögen mit sicheren Reserven

350

380

344

Gesamt

460

504

460

Kumulierte Abschreibungen

–198

–214

–193

Aktivierte Kosten (abzüglich Abschreibungen)

262

290

267

b) Kosten der Periode

Die Kosten der Periode umfassen alle Kosten, die im Zusammenhang mit der Anschaffung, Exploration und Entwicklung von Öl- und Gasvorkommen anfallen, unabhängig davon, ob diese Kosten aktiviert werden oder Aufwand der laufenden Periode sind.

Kosten der Periode

In EUR Mio

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Nord

Süd

Neu­seeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2025

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven

–

–

–

–

–

–

–

Explorationskosten

10

37

62

34

5

–

148

Entwicklungskosten

929

91

234

275

11

–

1.541

Kosten der Periode

939

128

296

310

16

–

1.689

At-equity bewertete Beteiligungen

–

–

–

17

–

–

17

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2024

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven

–

–

–

–

–

–

–

Explorationskosten

42

41

74

40

2

29

229

Entwicklungskosten

652

48

159

312

15

33

1.218

Kosten der Periode

694

89

233

352

17

61

1.447

At-equity bewertete Beteiligungen

–

–

–

14

–

–

14

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2023

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

Anschaffungskosten für nicht sichere Reserven

–

–

–

–

–

–

–

Explorationskosten

35

61

62

28

25

38

248

Entwicklungskosten

338

40

168

252

71

154

1.024

Kosten der Periode

373

101

231

280

96

191

1.272

At-equity bewertete Beteiligungen

–

–

–

33

–

–

33

c) Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

Die folgenden Tabellen stellen Erträge und Aufwendungen dar, die direkt im Zusammenhang mit der Öl- und Gasproduktion von OMV anfallen. Das Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion entspricht nicht dem Ergebnis des Energy Bereichs, da Zinsen, allgemeine Verwaltungskosten, andere Aufwendungen und die Bereiche Stromproduktion, Gasversorgung, -marketing, -handel und -logistik und Low-Carbon-Geschäft nicht enthalten sind. Weitere Informationen zu den OMV Geschäftsbereichen können der Anhangangabe 6 – Segmentberichterstattung entnommen werden. Die Ertragsteuer wird nach Berücksichtigung von Investitionsbegünstigungen und Verlustvorträgen und unter Anwendung des lokalen Steuersatzes hypothetisch errechnet.

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

In EUR Mio

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Nord

Süd

Neu­seeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2025

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

Umsatz mit Dritten

5

2

497

493

110

–

1.106

Konzerninterner Umsatz

1.806

336

932

1.645

145

–

4.865

 

1.811

338

1.429

2.138

255

–

5.971

Produktionsaufwand

–566

–84

–189

–97

–67

–

–1.003

Förderzinsabgaben

–279

–68

–

–314

–24

–

–686

Explorationsaufwand1

–13

–22

–62

–25

–28

–

–149

Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen

–638

–94

–286

–381

–196

–

–1.594

Sonstige Kosten2

–357

–19

–122

–147

–14

–

–660

 

–1.853

–288

–659

–963

–329

–

–4.092

Ergebnis vor Steuern

–42

50

771

1.175

–74

–

1.879

Ertragsteuern3

5

–9

–632

–1.034

21

–

–1.650

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

–37

41

138

141

–53

–

230

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

–

–

–

35

–

–

35

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2024

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

Umsatz mit Dritten

5

0

766

572

159

257

1.759

Konzerninterner Umsatz

2.107

382

885

1.736

172

–

5.281

 

2.112

383

1.651

2.308

330

257

7.041

Produktionsaufwand

–565

–89

–182

–173

–78

–18

–1.104

Förderzinsabgaben

–282

–80

–

–296

–25

–9

–691

Explorationsaufwand1

–26

–54

–46

–13

–2

–10

–151

Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen

–639

–98

–286

–389

–389

–1

–1.802

Sonstige Kosten2

–88

–18

–120

–87

–7

–24

–344

 

–1.601

–339

–633

–957

–501

–61

–4.092

Ergebnis vor Steuern

511

44

1.018

1.351

–170

196

2.949

Ertragsteuern3

–79

1

–808

–1.224

48

–63

–2.125

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

432

45

210

127

–123

132

823

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

–

–

–

42

–

–

42

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2023

Tochterunternehmen

 

 

 

 

 

 

 

Umsatz mit Dritten

6

1

979

635

218

268

2.107

Konzerninterner Umsatz

2.452

418

1.064

1.646

231

–

5.812

 

2.458

419

2.044

2.282

450

268

7.920

Produktionsaufwand

–535

–94

–197

–181

–83

–18

–1.108

Förderzinsabgaben

–501

–84

–

–283

–46

–10

–925

Explorationsaufwand1

–23

–8

–60

–16

–8

–107

–222

Abschreibungen, Wertminderungen und Wertaufholungen

–475

–97

–333

–168

–214

–72

–1.358

Sonstige Kosten2

–54

–17

–116

–50

–15

–19

–271

 

–1.587

–300

–707

–698

–367

–226

–3.884

Ergebnis vor Steuern

871

119

1.337

1.584

83

42

4.036

Ertragsteuern3

–124

–42

–1.063

–1.273

–23

–16

–2.542

Operatives Ergebnis aus der Öl- und Gasproduktion

746

76

274

311

60

26

1.493

Ergebnis aus at-equity bewerteten Beteiligungen

–

–

–

–72

–

–

–72

1

Enthält Wertminderungen betreffend Exploration und Evaluierung

2

Enthält Bestandsveränderungen von Vorräten

3

Ertragsteuern in den Regionen Nord und Süd enthalten Körperschaftsteuern und „Special Petroleum Taxes“. 2025, 2024 und 2023 enthielten die Ertragssteuern in Österreich den EU Solidaritätsbeitrag.

d) Öl- und Gasreserven

Sichere Reserven sind jene Mengen an Erdöl und -gas, für welche durch Analysen von geologischen und technischen Daten mit begründeter Sicherheit beurteilt werden kann, dass sie aus bekannten Lagerstätten unter gegenwärtigen wirtschaftlichen, produktionstechnischen und regulatorischen Bedingungen in der Zukunft und innerhalb der Konzessionsdauer – außer die Verlängerung der Konzession ist sicher – wirtschaftlich gefördert werden können. Die sicheren Reserven werden auf Basis eines 12-Monats-Durchschnittspreises ermittelt, es sei denn, die Preise sind vertraglich festgelegt.

Sichere, entwickelte Reserven sind jene Reserven, die voraussichtlich mittels bestehenden Bohrungen mit bestehenden Ausrüstungen und Verfahren, oder wenn die Kosten der benötigten Ausrüstung verglichen mit den Kosten einer neuen Bohrung relativ gering sind, gefördert werden können. Weiters ist von sicheren entwickelten Reserven auszugehen, falls sichere Reserven voraussichtlich durch bereits vorhandene und zurzeit in Betrieb befindliche Förderanlagen und -infrastruktur gefördert werden können. Es sollte sichergestellt sein, dass die benötigten zukünftigen Aufwendungen zur Sicherstellung der bestehenden Ausrüstungen innerhalb des aktuellen Budgets geleistet werden.

Sichere, nicht entwickelte Reserven sind jene sicheren Reserven, die voraussichtlich aus neuen Bohrungen in Gebieten, in denen noch keine Bohrungen stattgefunden haben oder aus bestehenden Bohrungen, die zur Fertigstellung eine verhältnismäßig hohe Aufwendung oder substanzielle neue Investition benötigen, um den Zustand alternder Einrichtungen zu gewährleisten oder diese zu ersetzen, gefördert werden können.

Erdöl und NGL

in Mio bbl

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Nord

Süd

Neu­seeland und Australien

Malaysia

Gesamt

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

1. Jänner 2023

229,6

30,0

47,6

280,6

11,0

6,2

605,0

Revision früherer Schätzungen

–1,6

0,7

6,9

89,9

0,6

2,1

98,6

Erwerb von Reserven

–

–

–

–

–

–

–

Verkauf von Reserven

–

–

–

–

–

–

–

Erweiterungen und Neufunde

0,3

–

–

–

–

–

0,3

Produktion

–20,0

–3,0

–13,4

–29,1

–3,6

–0,7

–69,7

31. Dezember 2023

208,3

27,7

41,1

341,5

8,0

7,6

634,2

Revision früherer Schätzungen

–1,8

1,1

3,8

13,7

0,0

0,0

16,9

Erwerb von Reserven

–

–

–

–

–

–

–

Verkauf von Reserven

–

–

–

–4,4

–

–6,9

–11,3

Erweiterungen und Neufunde

0,2

–

–

–

–

–

0,2

Produktion

–19,1

–3,0

–10,0

–29,5

–2,9

–0,8

–65,2

31. Dezember 2024

187,6

25,8

35,0

321,3

5,1

–

574,8

Revision früherer Schätzungen

–4,1

0,9

4,5

38,2

1,0

–

40,5

Erwerb von Reserven

–

–

–

–

–

–

–

Verkauf von Reserven

–

–

–

–47,7

–

–

–47,7

Erweiterungen und Neufunde

0,4

–

–

–

–

–

0,4

Produktion

–17,6

–2,9

–8,6

–32,3

–2,5

–

–63,9

31. Dezember 2025

166,3

23,9

30,9

279,5

3,6

–

504,1

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2023

–

–

–

15,1

–

–

15,1

31. Dezember 2024

–

–

–

15,7

–

–

15,7

31. Dezember 2025

–

–

–

15,0

–

–

15,0

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

31. Dezember 2023

187,6

27,7

32,8

252,4

8,0

1,4

509,8

31. Dezember 2024

171,1

25,8

23,6

245,3

4,8

–

470,6

31. Dezember 2025

155,1

23,9

19,6

262,7

3,6

–

464,9

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte Reserven – at-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2023

–

–

–

13,4

–

–

13,4

31. Dezember 2024

–

–

–

14,8

–

–

14,8

31. Dezember 2025

–

–

–

15,0

–

–

15,0
Erdgas

in bcf

 

 

 

 

 

 

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Nord

Süd

Neu­seeland und Australien

Malaysia

Gesamt

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

1. Jänner 2023

813,2

147,9

331,4

129,8

236,1

446,8

2.105,2

Revision früherer Schätzungen

464,3

13,7

37,0

195,5

–36,5

56,2

730,1

Erwerb von Reserven

–

–

–

–

–

–

–

Verkauf

–

–

–

–

–

–

–

Erweiterungen und Neufunde

4,9

–

–

–

–

–

4,9

Produktion

–115,7

–18,0

–84,5

–13,6

–53,8

–57,9

–343,6

31. Dezember 20231

1.166,8

143,6

283,9

311,7

145,7

445,0

2.496,7

Revision früherer Schätzungen

65,9

20,3

49,5

6,6

–35,4

1,8

108,7

Erwerb von Reserven

–

–

–

–

–

–

–

Verkauf

–

–

–

–

–

–389,9

–389,9

Erweiterungen und Neufunde

1,9

–

–

–

–

–

1,9

Produktion

–112,4

–18,2

–86,1

–9,2

–36,0

–56,9

–318,9

31. Dezember 20241

1.122,3

145,7

247,2

309,1

74,3

–

1.898,5

Revision früherer Schätzungen

285,3

11,9

46,6

0,2

–27,2

–

316,7

Erwerb von Reserven

–

–

–

–

–

–

–

Verkauf

–

–

–

–260,1

–

–

–260,1

Erweiterungen und Neufunde

22,3

–

–

–

–

–

22,3

Produktion

–110,9

–16,4

–85,5

–7,9

–26,2

–

–246,9

31. Dezember 20251

1.318,9

141,2

208,4

41,2

20,8

–

1.730,5

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte und nicht entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2023

–

–

–

292,5

–

–

292,5

31. Dezember 2024

–

–

–

307,8

–

–

307,8

31. Dezember 2025

–

–

–

287,5

–

–

287,5

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte Reserven – Tochterunternehmen

31. Dezember 2023

628,0

76,0

246,8

35,0

145,7

158,5

1.290,0

31. Dezember 2024

621,2

74,9

203,9

39,5

56,1

–

995,6

31. Dezember 2025

632,7

71,0

149,0

30,8

20,8

–

904,3

 

 

 

 

 

 

 

 

Sichere, entwickelte Reserven – At-equity bewertete Beteiligungen

31. Dezember 2023

–

–

–

259,3

–

–

259,3

31. Dezember 2024

–

–

–

268,8

–

–

268,8

31. Dezember 2025

–

–

–

287,5

–

–

287,5

1

2025: Inklusive rund 70,8 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs
2024: Inklusive rund 70,8 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs
2023: Inklusive rund 67,6 bcf an Kissengas in Gasspeicherreservoirs

e) Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

Die zukünftige Netto-Cashflow-Information wird unter der Annahme erstellt, dass die vorherrschenden wirtschaftlichen und operativen Rahmenbedingungen über die Produktionsdauer der sicheren Reserven bestehen bleiben. Weder zukünftige Veränderungen der Preise, noch Fortschritte in der Technologie oder Veränderungen der operativen Bedingungen werden berücksichtigt.

Zukünftige Mittelzuflüsse beinhalten die Erlöse aus dem Verkauf der Produktionsmengen, inklusive Kissengas in Gasspeicherreservoirs, unter der Annahme, dass die zukünftige Produktion zu jenen Preisen verkauft wird, die zur Schätzung der sicheren Reserven zu den Jahresend-Mengen dieser Reserven verwendet werden (12-Monats-Durchschnittspreis). Die zukünftigen Produktionskosten umfassen geschätzte Ausgaben für die Förderung sicherer Reserven sowie entsprechende Steuern ohne Berücksichtigung der zukünftigen Inflation. In den zukünftigen Rekultivierungsausgaben sind die Nettokosten der Rekultivierung von Sonden und Produktionsanlagen enthalten. Die zukünftigen Entwicklungsausgaben umfassen die geschätzten Kosten für Entwicklungsbohrungen und Produktionsanlagen. Allen drei Bereichen liegt die Annahme zugrunde, dass das Kostenniveau zum Bilanzstichtag ohne Berücksichtigung der Inflation beibehalten wird. Die zukünftigen Steuerzahlungen werden unter Verwendung des Steuersatzes jenes Landes berechnet, in dem OMV tätig ist. Der Barwert ergibt sich aus der Diskontierung des zukünftigen Netto-Cashflows mit einem Diskontfaktor von 10% pro Jahr. Die standardisierte Ermittlung stellt keine Schätzung des beizulegenden Zeitwertes der sicheren Reserven im Konzern dar. Eine Schätzung des beizulegenden Zeitwertes würde neben vielen anderen Faktoren auch die Gewinnungsmöglichkeit von Reserven, die über die Menge der sicheren Reserven hinausgeht, und voraussichtliche Veränderungen in den zukünftigen Preisen und Kosten und einen dem Risiko der Öl- und Gasproduktion entsprechenden Diskontierungssatz berücksichtigen.

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

In EUR Mio

 

 

 

 

 

 

 

 

Tochterunternehmen und at-equity bewertete Beteiligungen

 

 

Rumänien und Schwarzes Meer

Österreich

Nord

Süd

Neu­seeland und Australien

Malaysia

Gesamt

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2025

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

Zukünftige Mittelzuflüsse

22.892

2.921

4.187

17.792

344

–

48.136

Zukünftige Produktions- und Rekultivierungsausgaben

–14.337

–1.976

–2.201

–6.034

–1.010

–

–25.558

Zukünftige Entwicklungsausgaben

–2.001

–298

–522

–804

–42

–

–3.668

Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern

6.554

646

1.464

10.954

–708

–

18.911

Zukünftige Ertragsteuern

–951

–92

–1.461

–8.417

264

–

–10.657

Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert

5.602

554

4

2.538

–444

–

8.254

10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows

–1.265

–384

54

–822

206

–

–2.212

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

4.337

169

57

1.716

–238

–

6.042

At-equity bewertete Beteiligungen

–

–

–

325

–

–

325

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2024

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

Zukünftige Mittelzuflüsse

21.487

3.154

4.798

24.536

704

–

54.679

Zukünftige Produktions- und Rekultivierungsausgaben

–12.668

–2.071

–2.240

–7.589

–1.227

–

–25.795

Zukünftige Entwicklungsausgaben

–2.652

–335

–579

–1.551

–78

–

–5.195

Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern

6.167

748

1.979

15.395

–601

–

23.689

Zukünftige Ertragsteuern

–783

–94

–1.924

–10.831

191

–

–13.442

Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert

5.384

654

55

4.564

–410

–

10.247

10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows

–1.864

–353

26

–2.237

167

–

–4.261

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

3.519

301

81

2.327

–243

–

5.986

At-equity bewertete Beteiligungen

–

–

–

370

–

–

370

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2023

Tochter­unternehmen

 

 

 

 

 

 

 

Zukünftige Mittelzuflüsse

30.238

3.656

6.457

28.233

1.170

2.256

72.011

Zukünftige Produktions- und Rekultivierungsausgaben

–13.937

–2.276

–2.397

–8.842

–1.412

–622

–29.486

Zukünftige Entwicklungsausgaben

–3.184

–378

–512

–1.901

–86

–71

–6.131

Zukünftiger Netto-Cashflow vor Ertragsteuern

13.117

1.002

3.549

17.491

–327

1.563

36.395

Zukünftige Ertragsteuern

–1.857

–129

–3.265

–12.340

168

–461

–17.884

Zukünftiger Netto-Cashflow undiskontiert

11.260

873

284

5.150

–159

1.103

18.511

10% jährlicher Diskontsatz für die zeitliche Differenz des Cashflows

–4.546

–422

–11

–2.582

169

–297

–7.689

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

6.714

451

273

2.568

10

806

10.821

At-equity bewertete Beteiligungen

–

–

–

475

–

–

475

f) Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

In EUR Mio

 

 

 

 

2025

2024

2023

Tochterunternehmen

 

 

 

1. Jänner

5.986

10.821

12.705

Verkauf von gefördertem Öl und Gas in der laufenden Periode abzüglich dazugehöriger Produktionsausgaben

–3.663

–4.714

–7.049

Nettoveränderung Preise und Produktionskosten für künftige Perioden

–2.094

–4.427

–6.538

Nettoveränderung aus dem Kauf und Verkauf von Mineralvorkommen1

–494

–684

–

Nettoveränderung aufgrund von Erweiterungen und neuen Funden

97

9

32

Entwicklungs- und Rekultivierungsausgaben der laufenden Periode

1.510

1.369

823

Veränderung der geschätzten zukünftigen Entwicklungs- und Rekultivierungskosten in der Periode

–370

–436

–1.912

Revision früherer Schätzungen

2.832

293

4.239

Zuwachs aus der Diskontierung

565

1.011

1.146

Nettoveränderung der Ertragsteuern (inkl. Steuereffekte aus Zukäufen und Verkäufen)

1.819

2.908

7.539

Sonstiges2

–146

–165

–165

31. Dezember

6.042

5.986

10.821

At-equity bewertete Beteiligungen

325

370

475

1

Das Jahr 2025 enthielt den Effekt aus der Veräußerung der Ghasha-Konzession, 2024 enthielt den Effekt aus der Veräußerung von SapuraOMV.

2

Enthält Wechselkursveränderungen gegenüber dem EUR.

Wien, 13. März 2026

Der Vorstand

Alfred Stern e.h.
Vorstandsvorsitzender und
Chief Executive Officer

Reinhard Florey e.h.
Chief Financial Officer

Martijn van Koten e.h.
Executive Vice President Fuels und
Executive Vice President Chemicals

Berislav Gaso e.h.
Executive Vice President Energy

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